i La Creación del Agente Comercializador de Energía Eléctrica en el Perú Tesis presentada en satisfacción de los requerimientos para obtener el grado de Magíster en Gestión de la Energía por: Christiam Cesar Arias Martinez Martin Anthony Casas Malca Lincoln Pastor Cervantes Apaza Aldo Gabriel Davila Alva Programa de la Maestría en Gestión de la Energía 2018-1 Lima, 16 de junio de 2021
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La Creación del Agente Comercializador de Energía Eléctrica en el Perú
Tesis presentada en satisfacción de los requerimientos para obtener el grado
de Magíster en Gestión de la Energía por:
Christiam Cesar Arias Martinez
Martin Anthony Casas Malca
Lincoln Pastor Cervantes Apaza
Aldo Gabriel Davila Alva
Programa de la Maestría en Gestión de la Energía 2018-1
Lima, 16 de junio de 2021
ii
Esta tesis
La Creación del Agente Comercializador de Energía Eléctrica en el Perú
Ha sido aprobada el día 16 de junio de 2021.
Edwin Quintanilla (Jurado)
Miguel Révolo (Jurado)
Jaime Mendoza (Asesor)
Universidad ESAN
2021
iii
A mi madre, esposa e hijos
Christiam Arias Martínez
A mis padres y hermanos.
Martin Casas Malca
A mis padres y hermanos.
Lincoln Cervantes Apaza
A mis padres y hermana.
Aldo Dávila Alva
iv
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1
En base a los estudios de la tabla anterior (Rudnick, Generación, 2018), (Rudnick,
Distribución, 2018), (Comisión de Regulación de Energía y Gas, 2021), (Superintendencia
de Servicios Públicos Domiciliarios, 2017), (Cordoba, 2012), (Cátedra de Sostenibilidad
Energética, 2017), (Energía y Sociedad, s.f.), incorporaremos las mejores prácticas
internacionales al planteamiento inicial, las cuales se resumen en lo siguiente:
Estructura tarifaria del Mercado regulado, se tomará en referencia la estructura
tarifaria chilena, que cumple con la separación del Comercializador y el
Distribuidor, sin modificar el funcionamiento del mercado eléctrico peruano.
Estructura tarifaria del Mercado libre, se tomará en referencia la estructura tarifaria
chilena, que cumple con la separación del Comercializador y el Distribuidor sin
modificar el funcionamiento del mercado eléctrico peruano, y fomentando la
competencia a fin de favorecer al usuario libre.
Agentes participantes del Mercado Spot, para lo cual se plantea en el modelo
económico la participación del comercializador en el mercado spot, en línea con las
experiencias de España y Colombia.
Limitaciones a la participación de mercado, no se tiene barreras para el ingreso al
mercado eléctrico de acuerdo con las experiencias internacionales que se
mencionan en la tabla.
Mercados de generación (mercado eléctrico mayorista), se tomará como referencia
el modelo chileno, ya que introduce al agente comercializador sin modificar el
modelo de mercado mayorista.
Precios de generación regulados, se tomará como referencia el modelo chileno,
debido a sus aplicaciones en las empresas distribuidoras y sus componentes de
potencia y energía en el precio.
Requisitos para ser usuario libre o regulado, se verifica que existen un rango de
potencias mínimas el cual es usado para calificar a los usuarios entre libre o
regulado.
Requisitos para el funcionamiento del agente comercializador, se tomará en cuenta
los casos español y colombiano, ya que son mercados que tienen experiencia
operando con agentes comercializadores de energía eléctrica.
96
5.3. Conclusiones del Capítulo
A continuación, se presentan las conclusiones de este capítulo:
a) Los resultados de la implementación de un agente comercializador pueden variar
de acuerdo con las políticas de gobierno, inversión en infraestructura (medidores
inteligentes), grupos de poder y equilibro de mercado, según la realidad de cada
país.
b) Las actividades de Distribución y Comercialización son intrínsecamente distintas
por su propia naturaleza, siendo la primera un monopolio natural y la segunda apta
para un mercado competitivo. “Al reunir ambas dentro de una sola función, se
generan múltiples ineficiencias y fallas de mercado”.
c) A modo de resumen en la Tabla V.3 se indican las características de
comercializadores en los mercados mayoristas y minoristas, así como el
despliegue de los medidores inteligentes en estos países.
d) Como análisis se incluye la Figura V.15, con el comportamiento de los precios de
los clientes residenciales en los últimos 50 años, para los países de Latinoamérica
que se estudian en este capítulo, y también se ha incluido el caso peruano.
97
Tabla V.3 Principales características de comercializadores en los mercados
mayoristas y minoristas
Países
MERCADO ELECTRICO COMERCIALIZADOR Y SUS GESTION COMERCIAL OTROS
Mercado eléctrico
Participantes del mercado
mayorista
En qué merca
do obtien
e la energí
a
Como y de quien obtiene
la energía
Mercado del cual
obtiene su demanda
Información complemen
taria
Cantidad comercializa
doras
Medidores
intelligentes
Colombia
Mercado eléctrico Mayorista (Competitivo) a) Mercado de Contratos bilaterales (LP) b) Bolsa de energía (CP)
Generadores y Comercializadores Distribuidores y Grandes Consumidores
Participa del mercado mayorista
Celebra contratos de energía con los Generadores (precio libre) Compra de la bolsa
Usuarios regulados a precios regulados Usuarios No regulados a precios libres
El Comercializador, recibe un ingreso proveniente del cargo por confiabilidad de energía Precio de energía en los últimos 5 años (0.14 - 0.165 USD/kWh)
Al 2021, 217 Al 2021, 33%
Chile
Mercado entre Generadores y Distribuidores Mercado entre Generadores y Clientes libres a) Negociaciones y Contratos Mercado Spot
Generadores y Distribuidores
La obtendría del Mercado Mayorista
Celebraría contratos de energía con los Generadores (precio libre) Compraría del Spot (CMg)
Usuarios regulados a precios regulados Usuarios No regulados a precios libres
A partir del 2017, está regulado el mercado de G, T, D La regulación restringe la integración vertical de las empresas Proyecto de Ley de Portabilidad Precio de energía en los últimos 5 años (0.133 - 0.175 USD/kWh)
No aplica
Al 2019, 4% Previsto al 2025, 93%
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Argentina
Mercado Mayorista Eléctrico (Competitivo) a) Spot b) Estacional c) A Término (precio libre)
Generadores, Distribuidores, Comercializadores
Participa del mercado mayorista
Celebra contratos de energía con los Generadores (precio libre) Compra del Spot (precio establecido estacional)
Grandes usuarios Mayores, Menores y Particulares (GUMA, GUME, GUPA) Usuarios residenciales
Precio de energía en los ultimos 5 años (0.052 - 0.109 USD/kWh)
Al 2021, 33%
España
Mercado Mayorista Mercado Minorista
Generadores, Comercializadores, Consumidores libres, Exportadores, “traders”, y otros intermediarios
Participa del mercado mayorista
Merado Spot (Pool) Acuerdos / Contratos bilaterales con generadoras Generación propia (Proyectos a traves de PPA)
Mecado regulado, tarifas de discriminación horaria Mercado libre, están la mayoría de comecializadoras (tarifas similares a reguladas). Precio libre a) Mercado de AT liberalizado / Contrataciones a LP b) Mercado de BT / Contratación comercializadora por 1 año
T, D Regulado G Libre Competencia En el mercado residencial existen también las comercializadoras de referencia (COR´s), que ofrecen tarifas precio voluntariado al pequeño consumidor (PVPC) / Bono social de 25%PVPC Abastecen mínimo 10%
Al 2019, 8 COR Al 2019, 418 registradas, 300 operativas
Al 2019 100%
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Francia
Mercado Mayorista (EPEX SPOT) Mercado Minorista
Generadores, Comercializadores, Consumidores libres, Exportadores, “traders”, y otros intermediarios
Participa del mercado mayorista
Merado Spot Acuerdos / Contratos bilaterales con generadoras
Mercado regulado Mercado libre
La mayoría ofrecen servicios integrados de electricidad y gas G, C, son competitivos T, D, Regulados
Al 2020 95%
Japon Mercado Mayorista
Generadores y Comercializadores
Participa del mercado mayorista
La obtiene del JEPX
Mercado regulado Mercado libre
Al 2019, 611
49% del total de clientes de BT Previsto 100% BT al 2025
EEUU
Mercado Mayorista no es único para todo el país Mercado Minorista, el cual se tiene el minorista regulado y el menorista desregulado
Participa del mercado mayorista
Principalmente el mercado minorista desregulado, el cual se desarrolla en un mercado competitivo a precios libres
Baja tasa de participación de usuarios residenciales Afectos a penalidades por comportamientos que perjudiquen la competencia
Al 2020 67%
100
Figura V.17 Precio de la energía en US$ / kWh, en Argentina, Chile, Colombia y Perú
Fuente: (Organizacion Latinoamericana de Energia (OLADE), 2020)
-
0.025
0.050
0.075
0.100
0.125
0.150
0.175
0.200
0.225
0.250
Argentina Chile Colombia Peru
101
CAPÍTULO VI. ANÁLISIS DEL MARCO LEGAL
6.1. Descripción del Marco Legal en la Actualidad
El marco legal actual del sector eléctrico se inicia en el año 1992 con la promulgación
del Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y su reglamentación en el año
1993. Hasta los primeros años de la década de 1990, las actividades de la industria eléctrica
(generación, transmisión y distribución) estaban verticalmente integradas en una sola
empresa, la cual era de propiedad del Estado (monopolio estatal). Esta integración vertical
suponía la existencia de ineficiencias: Déficit de generación, mala calidad del servicio,
pérdidas considerables de energía, subsidios cruzados en las tarifas, falta de incentivos para
expandir la red, falta de capacidad de inversión en generación por parte del Estado, entre
otras, que sumadas al Fenómeno del Niño del año 1992 puso de manifiesto que el país no
tenía un mix de generación eficiente, ya que la mayor parte de la capacidad instalada era
hidroeléctrica.
La (Ley de Concesiones Electricas, 2010) (LCE) establecía:
a) La separación de la industria eléctrica en las actividades de generación,
transmisión y distribución y el fomento de la participación privada en el desarrollo
de estas actividades a través a concesiones o autorizaciones otorgadas por el
Ministerio de Energía y Minas.
b) Se introdujo la competencia en la actividad de generación, mientras que, en la
transmisión y distribución, al ser monopolios naturales, las remuneraciones serían
reguladas sobre la base de costos medios eficientes.
c) La creación de un mercado de corto plazo donde participen los generadores.
d) La creación del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) con las
funciones de administrar el mercado de corto plazo y realizar el despacho
económico centralizado de las unidades de generación.
e) Segmentación de los usuarios de electricidad en base a su demanda. Se define a
los clientes regulados como aquellos cuya demanda máxima anual es menor a 1
MW, y c. Clientes libres a aquellos con una demanda mayor o igual a 1 MW.
102
f) Libre acceso a las redes de transmisión y distribución.
La LCE y su (Reglamento de la Ley de Concesiones Electricas, 2009) (RLCE)
posteriormente fueron complementadas por otras normas, entre las cuales destacan:
a) Ley N° 26734, publicada el 31 de diciembre de 1996, que crea el organismo de
Supervisión de la Inversión en Energía – OSINERG, que inicialmente comprendía
sólo la función de fiscalización en el sector energía.
b) Normas Técnicas de Calidad, que fueron aprobadas por Decreto Supremo N° 020-
97-EM.
c) Ley N° 26876. Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico,
publicada en noviembre de 1997, que impuso condiciones previas para la
autorización de eventos de concentración en el sector.
d) Ley N° 27116, publicada el 17 de mayo de 1999, que crea la Comisión de Tarifas
de Energía.
e) Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la inversión Privada
en los Servicios Públicos, publicada el 29 de julio de 2000, que determina la
incorporación de la Comisión de Tarifas de Energía a OSINERG.
f) Ley N° 27435, Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas,
publicada el 16 de marzo de 2001.
g) Ley N° 28447, publicada el 30 de diciembre de 2004, que modifica diversos
artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas, estableciendo principalmente, que
la fijación de las Tarifas en Barra sea de periodicidad anual y que el período de
estudio considerado para el cálculo del Precio Básico de Energía sea de 36 meses
(12 anteriores y 24 posteriores al mes de la fijación).
Si bien el marco normativo trajo mejoras sustanciales en el sistema eléctrico, no fue
muy atractivo para el desarrollo de nuevas inversiones en generación. Los capitales
privados vinieron por el lado de las privatizaciones de las empresas estatales, las cuales
incluían compromisos de incremento de capacidad.
103
Al año 2004, el parque generador no había cambiado mucho. El mix de generación era
principalmente hidroeléctrico (80% de la capacidad instalada). Este año hubo una fuerte
sequía en el país, la cual redujo significativamente la capacidad de generación de las
centrales hidroeléctricas y la demanda tuvo que ser cubierta con centrales termoeléctricas
a base de diésel. Esta crisis originó que el costo marginal del sistema se disparase por
encima de los 100 USD/MWh, valor superior a las Tarifas en Barra fijadas por
OSINERGMIN, con la cual se firmaban los contratos entre generadoras y distribuidoras.
Las distribuidoras empezaron a tener “retiros sin contrato” ante la negativa de las
generadoras a firmar contratos a una Tarifa en Barra menor al costo marginal.
Ante esta problemática, mediante la Ley N° 28447, Ley que modifica la LCE, se creó
una Comisión, con la finalidad de elaborar un proyecto de ley destinado a asegurar el
desarrollo eficiente de generación eléctrica mediante: i) incorporación de mecanismos de
mercado, ii) mecanismos de mitigación de riesgos a través de precios firmes, iii) desarrollo
de nuevas inversiones en generación, iv) competencia por el mercado, y v) criterios para el
tratamiento de las conexiones internacionales.
El resultado de esta Comisión fue que en el año 2006 se aprobó la Ley N° 28832, Ley
para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, que tenía como objetivo
perfeccionar las reglas establecidas en la LCE. Las principales medidas que adoptó dicha
ley fueron:
a) Reformar el marco regulatorio de la transmisión eléctrica, de manera que facilite
la competencia en la generación.
b) Establecer licitaciones entre generadoras y distribuidoras para el suministro de
electricidad al mercado regulado, con la finalidad de asegurar el abastecimiento
oportuno de la demanda e incentivar nuevas inversiones en generación.
c) Inclusión, en el Mercado de Corto Plazo, de las distribuidoras (para atender la
demanda de sus usuarios libres) y los Grandes Usuarios Libres en el Mercado de
Corto Plazo, para el abastecimiento de su demanda hasta un máximo de 10%.
d) Planificación centralizada de la transmisión, elaborada por el COES, revisada por
104
OSINERGMIN y aprobada por el Ministerio de Energía y Minas.
Posteriormente a la Ley N° 28832 se han publicado nuevas normas en el sector
eléctrico, entre las cuales tenemos:
a) Decreto Legislativo N° 1002, Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión
para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, publicado
en el año 2008, el cual. tiene como finalidad la promoción de la generación de
electricidad con fuentes renovables mediante subastas.
b) Decreto Supremo Nº 022-2009-EM, Reglamento de Usuarios Libres de
Electricidad, en el cual se establecen los nuevos límites para la clasificación de los
usuarios de electricidad. Los usuarios cuya máxima demanda anual sea igual o
menor a 200 kW, tienen la condición de usuario regulado. Los usuarios cuya
máxima demanda esté comprendida entre 200 y 2 500 kW, podrán elegir entre la
condición de usuario regulado o de usuario libre. Los usuarios cuya evolucione
sea mayor a 2 500 kW, tienen la condición de usuarios libres.
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Figura VI.1 Línea de Tiempo Marco Legal e Institucional Sector Eléctrico en el Perú
Fuente: OSINERGMIN y Elaboración Propia
En ese sentido, y de acuerdo la normativa antes promulgada, se ha logrado tener una
importante reforma para el país, en materia de aseguramiento de la oferta y un sistema
eléctrico confiable y, eficiente que busca cubrir las necesidades y derechos de todos los
consumidores finales, priorizando el uso óptimo de los recursos naturales disponibles.
Estas normas han permitido obtener un Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) que asegura la operatividad y confiabilidad, dando las pautas para una futura
interconexión internacional con los países de la región.
El marco normativo vigente, es aplicable a las actividades eléctricas de generación,
transmisión, distribución, y comercialización; con una apertura para poder ser desarrolladas
por empresas nacionales o extranjeras.
Dentro de las principales características de la normativa se tiene:
106
a) La eliminación del monopolio del Estado, y la desarticulación de las empresas
quedando separadas en las principales actividades de generación, transmisión y
distribución.
b) Se fomenta la participación del sector privado, promoviendo concesiones o
autorizaciones que serán otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM),
las cuales les permitirán operar en cualquier de las actividades según el giro de la
persona jurídica.
c) Prevalece la competencia y eficiencia.
d) Respecto a los precios, la normativa permite una libertad de precios para los
suministros en competencia, y un sistema regulado para aquellos clientes
considerados usuarios regulados.
El Estado peruano, a través del MINEM, otorga concesiones y/o autorizaciones según
corresponda, para desarrollar las actividades de generación eléctrica, considerando los
recursos hídricos, de hidrocarburos, así como energéticos renovables, entre otros. Mientras
que, para la transmisión, la concesión dependerá si requieran bienes o intervención del
Estado, a diferencia del caso de los distribuidores, quienes de acuerdo a su concesión deben
asegurar el servicio público de electricidad a los usuarios. Para el caso de las concesiones
definitivas y las autorizaciones, estas se otorgan por plazo indefinido (Artículo. 22 de la
LCE).
Las actividades de generación, transmisión y distribución podrán ser efectuadas
libremente cumpliendo las normas técnicas y disposiciones vigentes, esto incluye la
conservación del medio ambiente y el Patrimonio Cultural de la Nación (Artículo. 7 de la
LCE). Asimismo, en zonas específicas la actividad de distribución solo podrá ser efectuada
por un solo titular. Para los efectos de ampliaciones o reducciones de zonas de concesiones,
estas deber ser comunicadas y autorizadas por el MINEM (. Artículo. 30 de la LCE).
Los concesionarios distribuidores están obligados a suministrar electricidad a quien lo
solicite, siempre que esté dentro de su zona de concesión, así como asegurar contratos con
107
empresas generadoras de energía, garantizar la calidad del servicio, y permitir el uso
compartido de la infraestructura eléctrica de su concesión.
Dentro del marco de la LCE, se permiten los contratos de venta de energía y de potencia
de los suministros que se ejecuten dentro del régimen de libertad de precios, los cuales
deben separar en los precios de a tarifa la generación, trasmisión y distribución. En el sector
eléctrico peruano, la regulación de precios se aplica en los siguientes casos:
a) Transferencia de potencia y energía entre generadores.
b) Los retiros de potencia y energía en el COES.
c) Las tarifas y compensaciones de los sistemas de transmisión y distribución
d) Las ventas de energía de generadores a distribuidores.
e) Las ventas a usuarios del sector público.
Las tarifas de transmisión y distribución de energía son reguladas por el
OSINERGMIN, organismo técnico y descentralizado con autonomía funcional,
económica, técnica y administrativa, cuyas responsabilidades, entre otras, es la de fijar las
tarifas de eléctricas. En el caso de las tarifas de distribución, estas incluirán los precios a
nivel generación, peajes de la transmisión y el Valor Agregado de Distribución (VAD), el
cual este último estará basado en una empresa modelo eficiente, y se calculará para cada
concesionario de distribución (Artículo 66 de la. LCE).
108
Figura VI.2 Regulación y Fiscalización del Sector
Fuente: OSINERGMIN
6.2. Marco jurídico de una empresa para operar dentro del sector eléctrico
De acuerdo con la normativa vigente, y según lo que establece la LCE y su
Reglamento, así como la Ley N° 28832, no existe un marco especifico en el Perú, para la
figura del comercializador de energía, dado que, según las normativas antes mencionadas,
esta función se encuentra inmersa dentro del rol del distribuidor por lo que se requerirá un
cambio en la normativa.
A fin de que la persona jurídica del comercializador pueda desarrollarse en el mercado
eléctrico peruano, se debe contar con una normativa que lo establezca jurídicamente como
tal, ante las empresas del sector eléctrico, considerando los derechos y funciones para su
desarrollo comercial, actuando como un agente en el mercado de electricidad, gestionando
sus propios contratos de suministro de energía, etc.
La comercialización de energía eléctrica es una actividad de intermediación comercial
entre la producción y la demanda. Presenta características potencialmente competitivas, y
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debido a que, al presentar bajos costos de inversión, permite la entrada de muchos
operadores al mercado. Para la fijación de la tarifa al usuario final existe un traslado de
costos de toda la cadena de producción (generación, transmisión y distribución, más el
margen de comercialización). Esta actividad, a diferencia de las actividades de generación,
transporte y distribución, no cuenta con infraestructura dentro de la cadena de suministro
eléctrico, ya que se trata de una actividad netamente comercial.
Las empresas comercializadoras son responsables de entregar la energía eléctrica a los
usuarios finales a cambio de una prestación económica. Para lograr este objetivo, deben
comprar energía de los productores y revenderla a los consumidores finales. Las empresas
comercializadoras tienen la opción de comprar la energía del mercado mayorista o “pool”
(mercado diario) a precios más bajos y volátiles, o pueden adquirirla mediante la firma de
contratos bilaterales a plazo suscritos directamente con los productores, a precios más
elevados y menos volátiles, o una combinación de ambas opciones. Los precios que se
consiguen (en el mercado diario o mediante contratos bilaterales) son precios de mercado.
La retribución por el uso de las redes de transmisión y distribución se realiza a través de
una tarifa regulada.
Figura VI.3 Modelo del Mercado Eléctrico Peruano
Elaboración: Propia
110
6.3. Propuesta de cambio para permitir el acceso del Comercializador al mercado
eléctrico
De lo revisado y considerando los mercados eléctricos citados en el capítulo del
benchmarking, la propuesta de cambio comprende los siguientes aspectos:
a) Crear la figura del agente comercializador puro de energía eléctrica9.
b) Que el comercializador tenga acceso al mercado mayorista de electricidad10.
c) Que los comercializadores puedan convocar a licitaciones de electricidad, para
abastecer la demanda de los usuarios11.
d) Permitir que el comercializador pueda formar contratos bilaterales con
generadores12.
e) Desarrollar un mercado secundario o de derivados financieros con la finalidad de
minimizar el riesgo del precio spot de energía13.
f) Que el pago, que los usuarios finales realizan, no vaya directamente al
comercializador, sino a un fideicomiso y sea este quien haga el pago respectivo a
los agentes involucrados (generadores, transmisores, distribuidores y
comercializadores), a fin de garantizar la cadena de pagos y evitar la entrada de
agentes comercializadores especulativos14,
De esta manera se permite que el comercializador de energía eléctrica pueda definir
una estrategia de contratación de energía (spot, licitaciones o contratos bilaterales) y lograr
precios competitivos para el usuario final.
9 Referencia: Mercados eléctricos español (según Real Decreto Ley 34/1998 la Comisión Nacional de
Energía de España) y colombiano (conforme a lo dispuesto en la Ley 142 de 1994).
10 Referencia: Mercados eléctricos español y colombiano.
11 Referencia: Mercado eléctrico español.
12 Referencia: Mercados eléctricos español y colombiano.
13 Referencia: Mercado eléctrico español.
14 Referencia: Mercado eléctrico español y normativa vigente sobre el mercado mayorista.
111
6.4. Análisis Legal de la Propuesta Regulatoria
6.4.1. La Actividad de Comercialización en la Regulación Vigente
Desde el año 1992, cuando la LCE entró en vigor, se reconoció la comercialización de
energía junto con la generación, transmisión y distribución como actividades del sector
eléctrico peruano:
Artículo 1.- Las disposiciones de la presente Ley norman lo referente a las
actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y
comercialización de la energía eléctrica. (…)
(Énfasis agregado)
Sin embargo, tal como se concluye en este acápite, la comercialización no ha sido
regulada de forma directa, quedando implícitamente incluida en las actividades que
desarrollan las empresas de generación y distribución15. Veamos.
De manera general, el literal b) del artículo 31 de la LCE establece que las empresas
titulares de concesiones y/o autorizaciones eléctricas tienen la obligación de aplicar los
precios regulados que se fijen de conformidad a lo dispuesto en esta ley. Esto es
concordante con lo señalado anteriormente, pues la LCE establece que las ventas a usuarios
del Servicio Público de Electricidad están sujetas a regulación de precios16. Similarmente,
la LCE dispone que las ventas de energía y potencia que se efectúen a usuarios libres deban
contemplar obligatoria y separadamente los precios acordados de generación y los cargos
15 Cfr. Libro Blanco (2005, P.15)
16 Cfr. Artículo 43 LCE.
112
de transmisión, distribución y comercialización17. En suma, las empresas de generación18
y distribución están obligadas a considerar las tarifas de transmisión, distribución, así como
los precios firmes de generación cuando correspondan para comercializar energía y
potencia con los usuarios finales.
Respecto a la distribución, el artículo 30 de la LCE establece la exclusividad para el
desarrollo de la actividad de distribución dentro de su área de concesión.
Correspondientemente, el artículo 82 de la LCE19 otorga a los usuarios regulados el derecho
a que el distribuidor de su zona de concesión le suministre energía eléctrica.
Más adelante, el artículo 34 de la LCE establece como obligación de los distribuidores,
entre otros: (i) suministrar electricidad a los usuarios regulados que se encuentren en su
17 LCE
“Artículo 44.- Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de Energía
independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el servicio público o para aquellos
suministros que se efectúen en condiciones de competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para
éstos últimos, los precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de electricidad, las facturas
deben considerar obligatoria y separadamente los precios acordados al nivel de la barra de referencia de
generación y los cargos de transmisión, distribución y comercialización." (Énfasis agregado)
18 En el caso específico de la comercialización de electricidad para el mercado libre es importante tener
en cuenta lo dispuesto por el Reglamento de Usuarios Libres aprobado mediante Decreto Supremo
N° 022-2009-EM que establece las condiciones y principales características de contratación con el
mercado libre. Asimismo, de manera específica, el Decreto Legislativo 1002 “Decreto Legislativo
de promoción de la inversión para la generación de electricidad con el uso de energías renovables”
en su artículo 5 regula la comercialización de electricidad a partir de fuentes renovables
garantizándole prioridad en el despacho y la aplicación de una prima para garantizar sus ingresos.
19 LCE
Artículo 82.- Todo solicitante, ubicado dentro de una zona de concesión de distribución tendrá derecho a que
el respectivo concesionario le suministre energía eléctrica, previo cumplimiento de los requisitos y pagos que
al efecto fije la presente Ley y el Reglamento, conforme a las condiciones técnicas que rijan en el área. (…)
113
zona de concesión; (ii) garantizar el suministro a su demanda en al menos 24 meses; (iii)
permitir la conexión (Open Access) a sus redes excepto cuando tenga por objeto suministrar
electricidad a los usuarios regulados:
“Artículo 34.- Los Distribuidores están obligados a:
a) Suministrar electricidad a quien lo solicite dentro de su zona de concesión o a
aquellos que lleguen a dicha zona con sus propias líneas, en un plazo no mayor de
un (1) año y que tengan carácter de Servicio Público de Electricidad;
b) Garantizar la demanda para sus usuarios regulados por los siguientes
veinticuatro (24) meses como mínimo;
c) Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato de Concesión y las normas
aplicables;
d) Permitir la utilización de todos sus sistemas y redes por parte de terceros para
el transporte de electricidad, excepto cuando tenga por objeto el suministro de
electricidad a Usuarios Regulados dentro o fuera de su zona de concesión, en las
condiciones establecidas en la presente Ley y en el Reglamento;
e) Cumplir con las obligaciones establecidas para las ZRT”.
La actividad de distribución eléctrica para el suministro de usuarios regulados está
legalmente calificada como parte del Servicio Público de Electricidad que reviste carácter
de utilidad pública, conforme a lo dispuesto en el artículo 2 de la LCE20. En consonancia
con ello, las reclamaciones de los usuarios respecto a la prestación de este servicio son
20 LCE
“Artículo 2.- Constituyen Servicios Públicos de Electricidad:
a) El suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o destinado al uso colectivo, hasta los límites
de potencia fijados por el Reglamento; y,
b) La transmisión y distribución de electricidad.
El Servicio Público de Electricidad es de utilidad pública."
114
resueltas en última instancia administrativa por el OSINERGMIN.
Cabe señalar que, como excepción, cuando no se requiera de concesión para desarrollar
la actividad de distribución21, el suministro (comercialización) de energía eléctrica a
usuarios regulados puede ser efectuado por personas naturales o jurídicas con el permiso
de los Concejos Municipales, quienes fijarán las condiciones de suministro junto a sus
usuarios y de conformidad con el artículo 121 de la LCE.
Adicionalmente, la LCE hace referencia a la actividad de “comercialización” cuando
describe la finalidad de los Sistemas de Transmisión Principal y Secundario22. En el marco
de estas definiciones, el artículo 233 del Reglamento de la LCE prohíbe que las entidades
propietarias del Sistema Principal de Transmisión comercialicen electricidad, bajo pena de
caducidad de su concesión23.
De lo anterior, podemos advertir que el marco regulatorio peruano actualmente
considera la actividad de comercialización como un atributo o facultad adicional para los
agentes que desarrollan la actividad de generación y distribución en sus correspondientes
mercados.
21 El artículo 3 de la LCE establece que se requiere de concesión para desarrollar la actividad de distribución
cuando la demanda supere los 500 kW.
22 LCE
Artículo 58.- En cada Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Comisión
de Tarifas Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión de acuerdo a
las características establecidas en el Reglamento.
El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho
sistema.
Los Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia
y energía en cualquier barra de estos sistemas.
23 LCE
Artículo 233.- Las entidades propietarias del Sistema Principal de Transmisión de un sistema
interconectado, están impedidas de comercializar electricidad. Este hecho será tipificado como
causal de caducidad.
115
En el primer caso, la actividad de comercialización para las empresas generadoras no
ha sido normativamente indicado como una actividad obligatoria. Es decir, los generadores
no tienen la obligación legal de vender la energía que producen en el mercado mayorista
de electricidad, tampoco tienen la obligación de comercializar su energía en el mercado
minorista (usuarios libres y regulados). No obstante, en la práctica, el negocio del generador
en gran parte se soporta en la comercialización.
Respecto al segundo caso, las empresas de distribución sí están obligadas a cumplir
con el mandato legal de comercializar energía eléctrica con los usuarios regulados que se
ubiquen dentro de su zona de concesión. De la misma manera, los usuarios regulados tienen
el derecho, pero también la obligación de contratar el suministro de energía eléctrica con el
distribuidor de su zona de concesión, no pudiendo elegir ningún otro suministrador de
energía, a menos que migre de su condición de usuario regulado a libre.
Finalmente, de acuerdo con nuestro análisis del marco normativo vigente, podemos
concluir que es posible regular directamente la figura de un agente de comercializador de
energía a través de modificaciones normativas a nivel legal y reglamentario. Dichas
modificaciones normativas, en nuestra opinión, no contravienen los principios en los que
se basa el modelo regulatorio de la industria eléctrica peruana. Ello pues la actividad de
comercialización es pasible de ser regulada de forma independiente, y consideramos que la
inclusión de un agente comercializador en el mercado eléctrico es plenamente posible por
las razones expuestas en esta Tesis.
6.5. Creación del Agente Comercializador y su Impacto en la Regulación Vigente
De acuerdo con el resultado de nuestro análisis del marco regulatorio vigente,
consideramos que es posible incorporar reformas normativas con el objeto de permitir y
regular directamente la actuación de agentes comercializadores en el mercado eléctrico
peruano. Para dichos efectos, a continuación, presentamos las principales normas que, en
nuestra opinión, tendrían que ser modificadas.
116
Como punto de partida, sería necesaria la inclusión de la figura del comercializador en
base a la definición presentada en el año 2005 en la Exposición de Motivos que dio lugar a
la promulgación de la Ley 28832 (Libro Blanco, p. 157), en la que se puede observar que
los “Comercializadores” eran considerados como un agente adicional e independiente24. En
tal sentido, consideramos que la definición de Comercializador que podría ser incorporada
a través de una modificación en la Ley 28832 debiera ser la siguiente:
Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores,
Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres y Comercializador.
Comercializador.- Persona Jurídica autorizada para comprar energía y
potencia25 en el Mercado Mayorista de Electricidad o a través de contratación
directa o resultante de procesos de licitación, con la finalidad de vender
electricidad a Usuarios Libres y Regulados en cualquier lugar del territorio
nacional, de acuerdo a las condiciones y requisitos establecidos en su respectivo
24 Libro Blanco (2005, p.161)
1. Agentes.- Denominación genérica dada al conjunto de Generadores, Transmisores,
Distribuidores, Usuarios Libres y Comercializadores. (…)
7. Comercializador.- Persona Jurídica autorizada por el Ministerio para comprar y vender
electricidad a otros Agentes en cualquier lugar del territorio nacional, de acuerdo a las condiciones
y requisitos establecidos en el Reglamento. En caso de desempeñar otra actividad como Agente en
el sector, deberá mantener contabilidad separada para cada actividad.
(Énfasis agregado)
25 No es objeto de esta tesis el analizar si debiera o no mantenerse el régimen de contratación en base
a potencia y energía. Sin embargo, debemos señalar que para alcanzar cierto grado de madurez que
permita dinamizar la actividad del Comercializador sería conveniente repensar la posibilidad de que
se permitan solo compras y venta de energía, separadamente del mercado de capacidad. En ese
sentido, analógicamente a la exigencia contemplada en el artículo 3 de la Ley 28832, también los
comercializadores estarían en la obligación de contar con potencia y energía firme a fin de vender
energía a su demanda libre y regulada.
117
Reglamento.
En caso de desempeñar otra actividad como Agente en el sector como generación
o distribución, el Comercializador deberá mantener contabilidad separada para
cada actividad para que pueda ser autorizado por el Ministerio de Energía y
Minas, supervisado por el Osinergmin; y/o cumplir con las condiciones que
INDECOPI fije en caso de operaciones de concentración, conforme a lo previsto
en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas aplicables.
Las modificaciones que proponemos persiguen la finalidad de generar mayor
competencia, dinamizando el mercado al permitir un mejor manejo de riesgos entre
productos y consumidores (OSINERGMIN, 2005. p. 12).
En tal sentido, toda norma legal y reglamentaria que atribuya facultades de
comercialización al distribuidor deberá ser modificada con el fin de que dichas actividades
sean trasladadas con el objeto de que sean asumidas por los agentes comercializadores de
energía. De esta manera, se eliminaría el monopolio legal creado a favor del distribuidor
para la comercialización de energía eléctrica de manera exclusiva a los usuarios regulados
dentro de su zona de concesión, entre otras disposiciones adicionales. Entre las principales
normas que advertimos deberían ser modificadas se encuentran las siguientes.
6.5.1.1. Participación del Comercializador en el Mercado Mayorista de Electricidad,
Contratos Bilaterales y Resultantes de Procesos de Licitación
Consideramos que el agente comercializador de energía debe poder acceder al
Mercado Mayorista de Electricidad para beneficiarse de las señales de precio del mercado.
Adicionalmente, es necesario que este agente comercializador tenga un portafolio
diferenciado de contratos de suministro provenientes de licitaciones de largo y corto plazo,
así como de contratos bilaterales. De esta manera, el Comercializador estaría en posibilidad
de asumir la responsabilidad de cobertura de la demanda regulada, que en la actualidad es
asumida por los distribuidores.
118
En ese sentido, compartimos lo señalado por Okumura (2015, p. 27), cuando explica
que el crecimiento del mercado eléctrico peruano crea el contexto para analizar la inclusión
de un comercializador de energía que pueda adquirir grandes bloques de energía en el
mercado mayorista para luego revenderla a fin de lograr economías de escala que les
permita luego competir en este mercado con los generadores. De esta manera, podrá
propiciarse productos específicos para ciertos clientes que no resultan ser atractivos para
los generadores por su bajo nivel de demanda.
6.5.1.1.1. Participación en el Mercado Mayorista de Electricidad
En dicho sentido, la primera modificación a la Ley 28832 será incorporar al
Comercializador como agente participante del Mercado de Corto Plazo y eliminar toda
referencia al Distribuidor en tanto estos agentes dejarían de tener la función de
comercializadores exclusivos de sus zonas de concesión, de la siguiente manera:
Artículo 11.- El Mercado de Corto Plazo
11.1 Pueden participar en el Mercado de Corto Plazo los Generadores,
Distribuidores y Comercializadores para atender a sus Usuarios Libres y los
Grandes Usuarios Libres, con las condiciones establecidas en el Reglamento. (…)
11.4 Los Generadores, Distribuidores, Comercializadores y Grandes Usuarios
Libres, en caso de que fuera necesario, deberán constituir fideicomisos u otras
garantías de realización inmediata como respaldo de los retiros de capacidad y
energía que efectúen del Mercado de Corto Plazo, de tal manera que se garantice
el pago oportuno en dicho mercado.
11.5 El Reglamento establecerá los lineamientos para:
a) El funcionamiento y organización del Mercado de Corto Plazo;
b) Las reglas para la liquidación de las operaciones de transferencia realizadas en
el Mercado de Corto Plazo;
c) Las condiciones y requisitos a que se encuentra sujeta la participación de los
Generadores, Distribuidores, Comercializadores y Grandes Usuarios Libres en las
operaciones del Mercado de Corto Plazo;
119
d) Los términos y condiciones para la constitución de garantías y las penalidades
por su incumplimiento.
Teniendo la habilitación legal para participar del Mercado, le resultaría aplicable a
los Comercializadores, las condiciones, criterios y requisitos para su incorporación en el
Mercado Mayorista de Electricidad.26
En dicho sentido, sugerimos evaluar las siguientes modificaciones en el Reglamento
del Mercado Mayorista de Electricidad aprobado mediante Decreto Supremo N° 026-
2016-EM:
Artículo 2.- Participación en el MME
2.1 Las condiciones generales para ser Participante son:
a) Ser Integrante del COES.
b) Implementar los mecanismos de envío de información en los medios y formas
que establezca el COES.
c) Haber constituido las garantías u otro mecanismo de aseguramiento de pago, de
conformidad con lo señalado en el artículo 8 del presente Reglamento y los
Procedimientos que emita el COES para tal efecto.
d) No tener deuda pendiente por sus operaciones en el MME.
e) Suscribir una Declaración Jurada mediante la cual manifieste su conocimiento
y aceptación respecto a que el corte del suministro por el incumplimiento de sus
obligaciones, así como todas las consecuencias derivadas de dicho corte, son de su
absoluta responsabilidad.
2.2 Los Participantes que están autorizados a vender en el MCP son los
Generadores Integrantes del COES, por las inyecciones de las centrales de su
26 Adicionalmente, también deberá evaluarse una modificación en la definición de “Retiro” del
Reglamento del Mercado Mayorista de Electricidad, a fin de permitir que el Comercializador pueda
efectuar retiros y dicha energía sea contabilizada en una Barra de Transferencia.
120
titularidad en Operación Comercial o en período de pruebas previa a la Operación
Comercial.
2.3 Los Participantes que están autorizados a comprar en el MCP son:
a) Generadores, para atender sus contratos de suministro, para lo cual deberán ser
titulares de Unidades de Generación que estén en Operación Comercial.
b) Distribuidores para atender demanda de sus Usuarios Libres, hasta por un 10%
de la máxima demanda registrada por el total de sus Usuarios Libres en los últimos
doce (12) meses.
c) Grandes Usuarios, para atender su demanda hasta por un 10% de su máxima
demanda registrada en los últimos doce (12) meses.
d) Comercializadores para atender la demanda de sus Usuarios Libres y
Regulados, hasta por un 10% de la máxima demanda registrada por el total de
sus Usuarios Libres en los últimos doce (12) meses.
El porcentaje antes mencionado podrá ser modificado por Decreto Supremo.
2.4 Los Participantes en el MME están obligados a:
a) Cumplir las disposiciones del presente Reglamento y demás normas aplicables.
b) Los Participantes que compren en el MME y que estén comprendidos en el
esquema de garantías señalado en el artículo 8, deben declarar todos sus Retiros
previstos para el día siguiente en cada Intervalo de Mercado, en las barras
requeridas por el COES, de conformidad con los Procedimientos. (…)
e) Los Participantes que compren en el MME deben pagar por los sistemas de
transmisión, el sistema de distribución, así como otros servicios y/o cargos
definidos conforme a la legislación vigente y asignados a los Usuarios.
f) Los Grandes Usuarios y los Comercializadores que efectúen retiros para
Usuarios Libres deberán asegurarse que los Usuarios Libres cuenten con equipos
que permitan la desconexión individualizada y automatizada de las instalaciones
vinculadas a retiros del MME. Dichas instalaciones deben permitir que el COES
pueda ordenar la maniobra de desconexión y el titular de la instalación a la que se
conecta el Usuario Libre pueda realizarla, sin intervención ni injerencia del Gran
Usuario y/o del Comercializador.”
121
Como puede advertirse, para la participación del Comercializador en el Mercado Spot
(mercado que forma parte del Mercado Mayorista de Electricidad) se requerirá, entre otras
cosas: (i) ser integrante del COES, (ii) constituir garantías u otros mecanismos de
aseguramiento de pago, (iii) pagar por los sistemas de transmisión, distribución, otros
servicios y/o cargos conforme a la legislación vigente, así como cumplir con todas las
obligaciones establecidas para los participantes de manera general.
En primer lugar, para que el Comercializador se vuelva integrante del COES deberá
cumplir con lo dispuesto en el Procedimiento Administrativo de COES PR-16-A “Registro
de Integrantes del COES”. En nuestra opinión este procedimiento deberá ser adaptado a las
características del Comercializador, quien podría compartir ciertos requisitos exigidos a los
Usuarios Libres. En ese sentido, no debería exigírseles contar con un Estudio de
Operatividad aprobado porque no contarán con instalaciones eléctricas, tampoco un título
habilitante para desarrollar su actividad, aunque sí podría exigírsele “constancia de
calificación” para operar como Comercializador emitida por la autoridad competente, que
en nuestra opinión debiera ser el Ministerio de Energía y Minas. En cambio, sí nos parece
razonable la exigencia del Procedimiento COES PR-16-A (procedimiento de rechazos de
carga) a fin de que los Comercializadores presenten una declaración jurada sobre su
demanda contratada.
De otro lado, reviste especial importancia la obligación que debería cumplir todo
Comercializador que desee comprar su energía en el Mercado Spot para abastecer a su
demanda libre y regulada. Debemos señalar que no es intención de esta investigación el
cuestionar o analizar si debiese incluirse algún tipo de límite (en cuanto a un porcentaje) de
demanda que el Comercializador podría adquirir del Mercado Spot. Sin embargo,
posiblemente esto dependerá del nivel de madurez y liquidez del mercado eléctrico, así
como de la definición del tratamiento no discriminatorio respecto a los diferentes agentes
tienen permitido comprar energía en el Mercado Spot.
En todo caso y en cumplimiento de la regulación aprobada para la participación en el
Mercado Mayorista de Electricidad, el Comercializador deberá cumplir con presentar las
122
garantías que le permitan asegurar el cumplimiento de las obligaciones de pago que se
generen en este mercado. Asimismo, en tanto los Comercializadores no tendrán como
garantía de sus pagos las inyecciones de energía que tienen los generadores, su tratamiento
es más parecido a los Distribuidores y Grandes Usuarios:
Artículo 8.- Garantías
8.1 Los Participantes Distribuidores, Comercializadores y Grandes Usuarios que
no cuenten con informes de clasificación de riesgo favorables, deberán garantizar
el pago de sus obligaciones en el MME mediante garantías, conforme lo establezca
el Procedimiento respectivo. (…)
8.2 Los Procedimientos definirán, entre otros, los tipos de garantías, así como los
montos, periodicidad, plazo de vigencia, condiciones y términos de las mismas.
Para dichos efectos se tomará en cuenta lo siguiente:
a) Las garantías serán de liquidez y ejecución inmediata a solo requerimiento, sin
beneficios de excusión, irrevocables e incondicionales, tales como cartas fianza,
depósitos en efectivo, entre otras modalidades que señalen los Procedimientos.
b) El monto de las garantías deberá cubrir todas las obligaciones de los
Participantes Comercializadores y Grandes Usuarios en el MME por tres meses,
tales como retiros, intereses, pago por capacidad, inflexibilidades operativas, entre
otros, para tal efecto, el COES deberá verificar dicho cumplimiento conforme a lo
señalado en los Procedimientos respectivos.
8.3 Los Procedimientos establecerán los términos y condiciones para la
constitución de fideicomisos de administración de las garantías antes señaladas.
Los costos de los mismos deberán ser asumidos por los Participantes obligados a
constituir garantías. (…)
Notamos que también deberán adecuarse los Procedimientos Técnicos de COES
referidos a este tema como el PR-02 “Condiciones de Participación en el Mercado
Mayorista de Electricidad” aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 181-2017-
OS/CD, y el PR-46 “Garantías y Constitución de Fideicomisos para el Mercado Mayorista
de Electricidad”, aprobado mediante Resolución Osinergmin N° 190-2017-OS/CD, por que
123
deberán incluir al agente comercializador en la participación del mercado mayorista.
Nos parece también oportuno resaltar que, para el funcionamiento del Mercado
Mayorista de Electricidad, será necesario que el Comercializador suscriba y mantenga
vigente un Contrato de Fideicomiso, y correspondientemente asuma la alícuota que le
corresponda para cubrir los gastos de administración del fideicomiso. El Fideicomiso en
Garantía que sea suscrito obedecerá las instrucciones que emita el COES para ejecutar una
garantía en caso de incumplimiento de pago, tal como se desarrolla en el Procedimiento
Técnico de COES PR-46
6.5.1.1.2. Contratos sin Licitación y con Licitación
Asimismo, a fin de permitir que los Comercializadores puedan suministrar energía y
potencia a usuarios finales, consideramos que debería incluirse en el artículo 3 de la Ley
28832 la siguiente modificación:
Artículo 3.- De los contratos
3.1 Ningún generador podrá contratar con Usuarios Libres y Distribuidores y
Comercializadores más potencia y energía firme que las propias y las que tenga
contratadas con terceros.
3.2 Las ventas de electricidad de Generador a Comercializador Distribuidor,
destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan mediante:
a) Contratos sin Licitación, cuyos precios no podrán ser superiores a los Precios
en Barra a que se refiere el artículo 47 de la Ley de Concesiones Eléctricas;
b) Contratos resultantes de Licitaciones.
De esta manera, y en tanto también se modifiquen las normas reglamentarias que
resulten necesarias para tal efecto, el Comercializador tendrá habilitada la suscripción de
contratos con generadores para abastecer a sus clientes; siendo estos contratos resultantes
de licitaciones o no. En principio no consideramos que debieran implementarse
disposiciones particulares respecto al Comercializador, sino que en todo lo posible las
124
obligaciones que eran asumidas por los generadores y distribuidores cuando asumían la
función de “comercializadores” sean trasladadas a este nuevo agente.
6.5.1.2. Obligación de Pago a Transmisores y Distribuidores
Sin perjuicio de lo anterior, conforme los dispone el literal e) del artículo 2.4 del
Reglamento del Mercado Mayorista, debe quedar claramente establecido que el
Comercializador debe pagar por los sistemas de transmisión y distribución, así como por
los demás cargos que resulten necesarios.
No obstante, también consideramos que es necesario introducir una modificación en la
LCE y su reglamento con el objeto de diferenciar cualquier inclusión de las actividades de
comercialización para la determinación del Valor Agregado de Distribución (VAD). Es por
ello que en nuestra opinión todo costo de comercialización que haya sido incluido en el
VAD debe ser separado.
En tal sentido, consideramos que los artículos 63 al 73 de la LCE deben ser revisados,
así como sus normas reglamentarias. Particularmente lo dispuesto en el artículo 142 del
Reglamento de la LCE, que establece que el Valor Agregado de Distribución, considera
costos de distribución, según el siguiente detalle:
Artículo 142º.- Los costos asociados al usuario, que se tomarán en cuenta para el
cálculo del Valor Agregado de Distribución son los costos unitarios de facturación,
que comprenda la lectura, el procesamiento y emisión de la misma, su distribución
y la comisión de cobranza, considerando una gestión empresarial eficiente.
Tratándose del sistema prepago de electricidad, la tarifa deberá reflejar las
variaciones que se presenten en el costo de comercialización asociados al usuario.
(Énfasis agregado)
Del texto resaltado se desprende que el VAD incluye en su cálculo montos que cubren
aspectos relacionados a las actividades de comercialización. Los cuales, en nuestra opinión,
debieran ser eliminados. En todo caso, si bien no es objeto de esta Tesis, debemos señalar
que quedará en discusión si el costo de comercialización debería o no seguir siendo
125
regulado por OSINERGMIN bajo el esquema de empresa eficiente; o si por el contrario,
debiéramos permitir que el libre mercado fije estos valores.
6.5.1.3. Principales Obligaciones del Agente Comercializador
Al eliminar la facultad de comercialización de la actividad de distribución, también se
estaría eliminando la prerrogativa otorgada a los distribuidores para ejercer la
comercialización exclusiva de electricidad en su zona de concesión. Por esta razón es
necesario que se modifique el artículo 34 de la LCE con el objeto de que la obligación de
Open Access también sea aplicable a favor de los Comercializadores y sus clientes.
En ese sentido, toda obligación que los distribuidores deban cumplir a favor de
garantizar el suministro a usuarios regulados deberá ser trasladada para que sea asumida
exclusivamente por los Comercializadores, considerando los derechos y funciones para su
desarrollo comercial, actuando como un agente en el mercado de electricidad, gestionando
sus propios contratos de suministro de energía, etc. Adicionalmente, en nuestra opinión, la
facultad de resolución de controversia en última instancia administrativa debería
permanecer en el ámbito de OSINERGMIN conforme al artículo 93 de la LCE, siendo
dicha actividad también sujeta a fiscalización por el regulador de acuerdo con lo establecido
en la normativa aplicable.
También consideramos que debiera mantenerse y generalizarse la prohibición de
realización de prácticas anticompetitivas en el mercado libre y regulado de electricidad. En
tal sentido debiera ampliarse su aplicación conforme lo establece la Primera Disposición
Complementaria del Reglamento de Usuarios Libres27.
27 DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
Primera.- Para la[s] relaciones comerciales [en el mercado libre de electricidad], es de aplicación el
Decreto Legislativo Nº 1034, Decreto Legislativo que aprueba la Ley de Represión de Conductas
Anticompetitivas, o el que lo sustituya.
126
6.5.1.4. Personas Jurídicas que no Debieran ser Calificados como Comercializadores
Finalmente, consideramos importante establecer algunos lineamientos respecto de
quienes, en nuestra opinión, no debieran ser calificados para ser Agentes Comercializadores
en el mercado eléctrico peruano.
En la actualidad, existe una prohibición expresa en el Reglamento de la LCE que
prohíbe a las entidades propietarias del Sistema Principal de Transmisión realizar
actividades de comercialización.
Artículo 233.- Las entidades propietarias del Sistema Principal de Transmisión de
un sistema interconectado, están impedidas de comercializar electricidad. Este
hecho será tipificado como causal de caducidad.
Si bien consideramos que esta disposición fue incluida a fin de eliminar cualquier
posible riesgo de distorsiones en la competencia por parte del titular de las instalaciones de
transmisión. También nos parece oportuno señalar que sería saludable evaluar su
permanencia teniendo en cuenta la madurez del mercado eléctrico peruano en la actualidad.
Ligado a lo anterior, el artículo 121 del Reglamento de la LCE establece algunas reglas
para evitar la concentración en el mercado eléctrico peruano. En tal sentido, señala:
Artículo 122.- Las actividades de generación y/o de transmisión pertenecientes al
Sistema principal y/o de distribución de energía eléctrica, no podrán efectuarse por
un mismo titular o por quien ejerza directa o indirectamente el control de éste, salvo
lo dispuesto en la presente Ley.
Quedan excluidos de dicha prohibición, los actos de concentración de tipo vertical
u horizontal que se produzcan en las actividades de generación y/o de transmisión
y/o de distribución, que no impliquen una disminución daño o restricción a la
competencia y la libre concurrencia en los mercados de las actividades mencionadas
o en los mercados relacionados."
Si durante el procedimiento de otorgamiento de concesión definitiva o autorización,
se presenten casos de integración vertical que no califican como actos de
concentración conforme a la normatividad de la materia, el Ministerio de Energía y
127
Minas evalúa el otorgamiento del respectivo derecho eléctrico, conforme a las
condiciones definidas mediante decreto supremo refrendado por el Ministro de
Energía y Minas y el Ministro de Economía y Finanzas.
Como puede advertirse, el mercado eléctrico peruano está gobernado por una regla
general en la que no es posible que las “actividades de generación y/o de transmisión
pertenecientes al Sistema principal y/o de distribución de energía eléctrica, no podrán
efectuarse por un mismo titular o por quien ejerza directa o indirectamente el control de
éste”. Si bien esta regla es bastante extrema, el mismo artículo establece que quedan
excluidos de esta prohibición los siguientes casos:
a. Los actos de concentración vertical u horizontal entre actividades de generación y/o
transmisión y/o distribución que no implique una disminución, daño o restricción a
la competencia. Lo cual será comprobado producto de la aplicación de la norma …
b. Cuando no se traten de actos de concentración y por tanto no se encuentren en el
alcance de la Ley 26878 “Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico”
y de la recién aprobada Ley 31122 “Ley que establece el control previo de
operaciones de concentración empresarial”28. En este caso, es competencia del
Ministerio de Energía y Minas el evaluar el otorgamiento de los derechos eléctricos
correspondientes.
Para la aplicación de los supuestos a. y b. descritos a la figura del Comercializador,
consideramos que de igual manera tendrá que evaluarse si su labor de Comercializador
puede disminuir, dañar o restringir la competencia. Este análisis tendría que ser realizado
por el INDECOPI como entidad competente.
28 Esta norma fue publicada el 7 de enero de 2021, y entrará en vigencia a los 15 días en que sean
aprobados los reglamentos de adecuación de las funciones del INDECOPI. En cuanto entre en vigor
esta ley, quedará automáticamente derogada la Ley 26876.
128
En todos los otros casos en los que no se trata de operaciones de concentración,
corresponderá al Ministerio de Energía y Minas evaluar las condiciones de ingreso que
deben cumplir los Comercializadores para ser autorizados a actuar como tales. En ese
sentido, adelantamos que no consideramos necesario una prohibición tal que impida que
los distribuidores puedan formar una empresa vinculada o pertenecer al mismo grupo
económico del Comercializador. En todo caso, consideramos que esta evaluación deberá
efectuarse caso por caso, y siempre con el objetivo de promover la competencia en el sector.
Por último, el artículo 121 de la LCE autoriza a que personas naturales o jurídicas
puedan suministrar energía eléctrica con carácter de servicio público, que requiera de
concesión. En nuestra opinión si bien esta disposición podría mantenerse, sería necesario
que se introduzca la posibilidad que los Comercializadores efectúen la labor de
comercialización, de modo que también pueda contribuirse a la competencia y mejor
calidad de suministro para este tipo de mercados. Siendo así, propone el siguiente ajuste:
Artículo 121.- El suministro de energía eléctrica con carácter de Servicio Público
de Electricidad, que no requiera de concesión, puede ser desarrollado por personas
naturales o jurídicas con el permiso que será otorgado por los Concejos
Municipales para cada caso o por Comercializadores, quienes fijarán las
condiciones del suministro de común acuerdo con los usuarios.
No obstante lo anterior, los Distribuidores de la ZRT respectiva podrán solicitar
al Ministerio de Energía y Minas el otorgamiento de concesión para el desarrollo
de la actividad de distribución dentro de las disposiciones de la presente Ley y
Reglamento.
En suma, podemos concluir que en nuestra opinión el MINEM debiera autorizar a las
personas jurídicas que podrán actuar como Comercializadores. Para ello, debe ponerse
atención a las reglas vigente que prohíben las operaciones de concentración salvo que
dichas conductas sean autorizadas por el INDECOPI o en su defecto, por el MINEM. En
cualquier caso, consideramos importante incluir como obligación el mantener contabilidad
separada por cada actividad.
129
6.6. Conclusiones del Capítulo
La actividad de comercialización no ha sido regulada de forma directa en el marco
normativo del sector eléctrico peruano, quedando implícitamente incluida en las
actividades que desarrollan las empresas de generación y distribución. Es más, en el caso
de las empresas de distribución existe un mandato legal de comercializar energía eléctrica
con los usuarios regulados que se ubiquen dentro de su zona de concesión.
Considerando lo anterior, y conforme a nuestro análisis del marco normativo vigente,
podemos concluir que es posible regular directamente la figura de un agente de
comercializador de energía a través de modificaciones normativas a nivel legal y
reglamentario. Dichas modificaciones normativas, en nuestra opinión, no contravienen los
principios en los que se basa el modelo regulatorio de la industria eléctrica peruana.
Para tal efecto, se tendrá que incluir como un agente adicional a los Comercializadores,
otorgándoles todas las facultades necesarias que le permitan comprar y vender energía a
los usuarios libres y regulados. Consecuentemente, también tendría que eliminarse toda
prerrogativa que los distribuidores puedan tener como consecuencia de haber realizado la
actividad de comercialización y, en tal sentido, trasladar las obligaciones que resulten
aplicables a los Comercializadores.
130
CAPÍTULO VII. IMPACTO ECONÓMICO DEL COMERCIALIZADOR
7.1. Tipos de Comercializadores
La actividad de comercialización se puede clasificar en dos tipos: mayorista y
minorista:
a) Comercialización Mayorista: Es la que se da en el mercado mayorista de
electricidad. En el lado de la oferta se tiene a las empresas generadoras, y en la
demanda, las empresas comercializadoras y, distribuidoras (que en algunos países
tienen las funciones de comercialización) y los Grandes Usuarios Libres. En este
mercado se compra la energía mediante contratos bilaterales a precio pactado
libremente, o se adquiere del mercado spot.
b) Comercialización Minorista: Es aquella que está destinada a los usuarios finales
del servicio de electricidad. Por el lado de la oferta de tiene a las empresas
comercializadoras y distribuidoras, y en la demanda se hallan los usuarios del
servicio eléctrico (libres y regulados).
7.2. Formación de las Tarifas Eléctricas para Usuarios Regulados
Según la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), las tarifas a los usuarios finales tienen
que remunerar a cada una de las actividades de la cadena de valor en el sector eléctrico:
generación, transmisión y distribución. Por tanto, la tarifa eléctrica está formada por la
suma de 3 componentes: las tarifas de generación (Precios a Nivel Generación), las tarifas
de transmisión (peajes unitarios del sistema de transmisión) y las tarifas de distribución
(Valor Agregado de Distribución).
Figura VII.1 Composición del Precio de Energía al Usuario Final
Fuente: OSINERGMIN (2011)
131
Cada uno de estos segmentos tiene una forma distinta de remunerar, que veremos a
continuación.
7.2.1. Los Precios a Nivel Generación
Los Precios a Nivel Generación (PNG) son un promedio ponderado de los Precios
Firmes y los Precios en Barra.
a) Los Precios Firmes resultan de las licitaciones de largo plazo que se establecen en
la Ley 28832 y que se trató anteriormente. Las licitaciones de largo plazo son el
principal mecanismo que tienen las distribuidoras para abastecer la demanda de los
usuarios regulados.
b) Los Precios en Barra son precios regulados por OSINERGMIN, los cuales se fijan
de forma administrativa. Según la LCE, los precios en barra son el resultado de los
precios de generación más el peaje de transmisión. Por su parte, los precios de
generación están formados por el Precio Básico de la Energía más el Precio Básico
de la Potencia.
El Precio Básico de Energía permite remunerar los costos variables de las
centrales de generación, es decir aquellos costos que dependen de su
producción. Se calculan para cada una de las barras del SEIN como
producto de la minimización del costo actualizado de operación y el costo
de racionamiento para un determinado periodo. Dicho periodo comprende
los siguientes 24 meses y los últimos 12 meses contados a partir de la fecha
de inicio del proceso de fijación tarifaria. Para ello se utiliza el modelo de
optimización PERSEO. El Precio Básico de Energía es el promedio
ponderado de los costos marginales futuros.
El Precio Básico de la Potencia permite remunerar los costos fijos de las
centrales de generación, es decir aquellos costos que no dependen del nivel
de producción. Para su cálculo se considera a la central más económica
para abastecer incrementos de potencia en las horas de máxima demanda
anual del SEIN. Esta central es una turbina a gas operada con combustible
132
diésel. El precio básico de potencia es igual a la anualidad del costo de
inversión más el costo fijo anual de operación y mantenimiento, expresado
en unidades de capacidad (precio por MW).
El Precio en Barra se fija de forma anual, y entra en vigencia en mayo de cada año. El
mecanismo de contratación, vía precios en barra entre generadores y distribuidores para
abastecer a los usuarios regulados, es un mecanismo complementario a las licitaciones de
largo plazo. Los distribuidores que hayan tenido errores en su proyección de demanda
pueden contratar con los generadores a estos precios.
Los precios en barra antes de ser aprobados son comparados con los precios firmes
producto de las licitaciones. Si la diferencia entre ellos es menor al 10%, los Precios en
Barra son aprobados y publicados. En caso haya una diferencia superior al 10%, se tiene
que ajustar el Precio Básico de Energía, hasta lograr una diferencia inferior a la establecida.
Figura VII.2 Esquema de Fijación de Precios en Barra
Fuente: OSINERGMIN
133
7.2.2. Los Peajes de Transmisión
Los Peajes de Transmisión son los pagos que corresponden a la remuneración por el
uso o beneficio de las redes de transmisión.
Actualmente en el Perú coexisten 4 sistemas de transmisión: 2 sistemas establecidos
en la Ley de Concesiones Eléctricas y 2 sistemas establecidos en la Ley 28832.
Ley de Concesiones Eléctricas. En la LCE se establece el Sistema Principal de
Transmisión Principal (SPT) y el Sistema Secundario de Transmisión (SCT).
Ley 28832. Establece en Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) y el Sistema
Complementario de Transmisión (SCT). Esta ley estableció la planificación centralizada
de la transmisión, a cargo del COES. Todas las nuevas instalaciones de transmisión que
entren al sistema deberán clasificarse como SGT o SCT, en tanto que las instalaciones
que tengan la clasificación de SPT o SCT se mantendrán dentro de esta clasificación
hasta que finalice su periodo de concesión o sean retiradas de operación.
Tabla VII.1 Leyes que Establecen el Marco Normativo del Sector Eléctrico
Fuente: OSINERGMIN
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De lo anterior se puede apreciar que existen redes de transmisión principales (SPT y
SGT) y secundarias (SST y SCT). El pago de las redes principales es asumido por todos
los usuarios del sistema eléctrico, en tanto que el pago de las redes secundarias es asumido
por quien las usa. Ambos pagos son regulados por OSINERGMIN.
La remuneración del SPT considera el costo de inversión eficiente y los costos
estándares de operación y mantenimiento de las redes. El pago es anual, por lo que los
costos de inversión deben ser convertidos en anualidades, considerado un plazo de 30 años
y la tasa de descuento establecida en la LCE (12%).
La remuneración del SGT es producto de las licitaciones. Este pago comprende los
costos de inversión, operación y mantenimiento de las redes por un periodo de 30 años a la
tasa de descuento que establece la LCE (12%). El pago del SGT no reconoce costos
eficientes, sino los costos solicitados por el ganador de la licitación.
La remuneración de estos sistemas se da bajo los principios de costos eficientes. El
pago de estas redes es asumido por quien las usa, y se pueden diferencias 3 casos:
a) Redes usadas exclusivamente por la generación.
b) Redes usadas exclusivamente por la demanda.
c) Redes usadas por la generación y la demanda.
7.2.3. El Valor Agregado de Distribución
El Valor Agregado de Distribución (VAD) permite remunerar el uso de las redes de
media y baja tensión. El cálculo del VAD toma en cuenta lo siguiente:
a) Costos asociados al usuario, independientemente de su nivel de consumo (cargo
fijo). Este costo permite cubrir los costos de comercialización asociados al
distribuidor (lectura de medidor, facturación y cobranza).
b) Pérdidas estándar de energía y potencia en las redes de distribución.
c) Costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento.
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Figura VII.3 Componentes del VAD
Fuente: OSINERGMIN
El VAD es un costo anual, y se calcula como la anualidad de los costos de inversión
de la empresa eficiente adaptada a la demanda más los costos de explotación, los cuales
incluyen los costos de operación, mantenimiento, administración y comercialización.
Figura VII.4 Cálculo del VAD
Fuente: OSINERGMIN
El VAD unitario se calcula como el valor del VAD entre la máxima demanda
proyectada (DM)
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Figura VII.5 Cálculo del VAD Unitario
Fuente: OSINERGMIN
De la tarifa eléctrica al usuario final, los costos de transmisión y distribución son costos
regulados, mientras que los costos de la generación se forman producto de la competencia
entre generadores en las licitaciones de las distribuidoras. Como se mencionó
anteriormente, el Precio a Nivel Generación es un promedio ponderado de los Precios
Firmes y los Precios en Barra; sin embargo, los primeros tienen un peso de 95% en el PNG.
7.3. Metodología aplicada al análisis económico del agente comercializador
7.3.1. Compra de Energía
De acuerdo con nuestra propuesta económica, el comercializador tiene varias opciones
para comprar energía a nivel mayorista y consideramos que la siguiente estructura tarifaria
podría ser bastante ventajosa para desarrollar la competencia en el sector eléctrico,
específicamente para los clientes regulados.
Costos marginales en el mercado spot, bajo la consideración que se pueda acceder
con un mínimo de compra del 25% de la demanda del comercializador a un precio
de 25 USD/MWh.
Precio de licitaciones, considerando que este segmento de energía representa
máximo el 50% de la demanda del comercializador a un precio de 50 USD/MWh.
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Contratos bilaterales, considerando que este segmento de energía representa como
máximo el 25% de la demanda del comercializador a un precio de 47.5
USD/MWh.
Precio de potencia a 12 USD/MWh
Nuestra propuesta se basa en el análisis realizado; sin embrago, cada comercializador
puede tener un mix distinto de contratación en función al riesgo que este quiere o puede
asumir.
En el caso de los usuarios que no opten por contratar su energía con un
comercializador, estos mantendrán la calificación de usuarios regulados y serán
suministrados de electricidad de forma exclusiva por la versión comercial de los agentes
distribuidores dentro de su zona de concesión y/u otro comercializador designado, similar
a como sucede en España con los llamados “Comercializadores de Referencia”, los cuales
tienen la obligatoriedad de suministrar electricidad a una tarifa regulada llamada Precio
Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), la cual se ofrece a usuarios cuya potencia
contrata sea menor o igual a 10 kW
7.3.2. Variables Macroeconómicas
Tasa de Inflación en el Perú: 2,5%
Tipo de Cambio: 3,7 PEN/USD
7.3.3. Pliego Tarifario
Según el pliego tarifario de abril 2021, la tarifa BT5B residencial es de 60,09 ctm.
S//kWh, de la cual el 50,36% corresponde la generación (30,26 ctm. S/ /kWh), 23,83% a la
transmisión (14,32 ctm. S/ /kWh) y 25,81% a la distribución (15,51 ctm. S/ /kWh)
Como es sabido, la transmisión y distribución son monopolios naturales regulados,
mientras que la generación es una actividad que se desarrolla en competencia. Bajo esta
premisa, el comercializador buscará optimizar la forma en que compra energía, para de esta
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manera transferirle los beneficios al usuario final.
7.3.4. Precio de la Energía al Usuario Final
Los precios de la energía a los usuarios finales están expresados en ctm. S/ /kWh,
mientras que los precios a nivel mayorista están expresados en USD/MWh. Para hacer la
conversión de los precios a nivel mayorista a los precios a nivel minorista, los primeros se
multiplican por el factor: TC/10 (TC: Tipo de cambio). De la siguiente manera: